Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Данная работа посвящена оценке регулирующего воздействия на конкуренцию на рассматриваемом рынке - оптовом рынке электроэнергии и мощности. Сектор электроэнергетики является ярким примером тому, как масштабные капиталовложения и либерализация рынка позитивно влияют на конкурентоспособность отрасли. Реформа электроэнергетики (2002-2008г., которая в том числе была нацелена на создание институциональных условий для привлечения инвестиций) во многом решила проблему острой потребности в расширении мощностей и, отчасти, износа оборудования. В основе реформы лежала ликвидация вертикальной интеграции генерирующей и сетевой деятельности, выделение двух конкурентных сегментов (генерация и сбыт) при сохранении государственного регулирования естественно-монопольных областей (сети, распределение и оперативно-диспетчерское управление). Однако реформа состояла в таком комплексе институциональных изменений, где важен каждый компонент, и многие, на первый взгляд частные, несовершенства могут стать препятствием на пути либерализации и развития конкуренции.

Принимая в расчет то, что российская экономика - одна из самых энергоемких в мире, сложно недооценить влияние на ее конкурентоспособность энергетического сектора. Тот факт, что для отрасли все еще сохраняются крайне низкая производительность труда (при относительно высоких показателях производительности капитала), высокий показатель простоя мощностей и значительные потери при распределении, обуславливает потенциальную эффективность концентрации усилий регулирующих органов на создании стимулов к повышению энергоэффективности, к модернизации мощностей, к оптимизации условий выполняющихся инвестиционных программ. На это, в том числе, указывают авторы доклада «Эффективная Россия: производительность как фундамент роста» (McKinsey Global Institute, 2009). Таким образом, обеспечение максимально конкурентной институциональной среды, способствующей повышению операционной эффективности энергокомпаний и максимизации отдачи от существующих мощностей, развитию необходимых функциональных навыков и внедрению систем управления эффективностью в энергокомпаниях, можно, с необходимостью, расценивать как стратегическую задачу регулятора.

Настоящая работа посвящена одному из ключевых институтов российского оптового рынка электроэнергии и мощности, предусмотренных регулятором, - статусу гарантирующего поставщика. Гарантирующий поставщик (ГП) - это участник оптового и розничных рынков электрической энергии, который обязан заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем, который расположен в границах зоны его деятельности. Гарантирующие поставщики работают на всей территории России. В свою очередь, органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов устанавливают сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков с учетом экономически обоснованных расходов организации, связанных с обеспечением ее предпринимательской деятельности в качестве гарантирующего поставщика электроэнергии.

Введение данного института (в соответствии с №35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26.03.2003г.) было аргументировано, как одно из возможных путей хеджирования социальных и экономических рисков, вызванных банкротством сбытовой компании. Исходя из прописанного законодательно функционала гарантирующего поставщика, для всех потребителей электроэнергии явно следует снижение неопределенности в вопросе поиска партнера-продавца электроэнергии, ввиду его обязательного присутствия в регионе, а также среднесрочного прогнозирования ценовых отношений с таким партнером (ГП). Проблема банкротства сбытовых компаний действительно довольно сложная, но переложение ответственности за сопряженные социальные риски с местных и региональных администраций на качество самой институциональной среды рынка, искажая ее, усугубляя монополизм и межрегиональный картельный раздел самого рынка, представляется достаточно сомнительным решением. Ведь администрации предположительно и должны отвечать за подобные риски, справляться с ними, посредством создания специальных хеджирующих фондов или мониторинга состояния местных сбытовых компаний. Тем не менее, в конкурентную среду, каковой предусматривалась торговля, был встроен игрок, не являющийся представителем этой среды (конкурентной, т.е. он не вправе выбирать клиентов и не вправе устанавливать цены на электроэнергию). Предполагалось, что элемент конкуренции среди ГП будет проявляться на регулярных конкурсах -- победителем признают того, кто предложит лучшие условия обслуживания потребителей по самой низкой цене. Однако с 2007 по 2012 гг. не было проведено ни одного конкурса. Проблема сложности и длительности перехода статуса ГП от одного участника рынка к другому приводила к возникновению локальных монополий, которые имели возможность длительное время наращивать долг, как перед кредитными учреждениями, так и напрямую, перед поставщиками электроэнергии, и не заниматься повышением своей эффективности. Это привело к достижению долгов отдельных ГП перед генераторами критических величин.

Таким образом, решение проблемы хеджирования рисков посредством искажения конкурентной модели рынка породило новую проблему. И ее решение вновь лежало в той же плоскости, то есть в плоскости усиления искажения конкурентной среды.

В начале 2013 года, после того как российское правительство внесло изменения в «Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии», заработал механизм лишения недобросовестных сбытовых организаций статуса ГП, который был изначально предусмотрен, но не функционировал эффективно, ввиду сложности нормативно установленной процедуры присвоения статуса ГП другой организации. Некоммерческому партнерству (НП) «Совет рынка» удалось добиться изменения правил оптового рынка, касающихся процедуры исключения из участия на нем крупных должников. Правительство приняло постановление (от 30 декабря 2012 г. N 1482 г.) об изменении процедуры смены гарантирующих поставщиков. Раньше смена поставщика происходила по итогам конкурса. ГП должен был продолжать исполнять свои обязательства во время проведения конкурса до тех пор, пока не будет выбран новый. И только в крайних случаях (если конкурс не состоялся) статус гарантирующего поставщика мог быть присвоен территориальной сетевой организации (ТСО). С введением поправок статус ГП, в случае необходимости, будет автоматически присваиваться ТСО, и только после этого, спустя определенный срок, стартует конкурс среди энергосбытовых организаций. Таким образом, сократится переходный период со 156 до 52 дней. Обязательства компании, лишенной статуса ГП, будут выставляться на аукцион. Победитель конкурса должен будет предложить оферту всем кредиторам. Если победитель конкурса не выявлен, Министерство энергетики присваивает статус ГП территориальной сетевой организации либо организации по управлению единой национальной электрической сетью. Сети активно противились проведению конкурсов на статус ГП, ввиду того, что сбыты для них привлекательный актив, которым они не прочь управлять. Таким образом, эффективность сетевых лоббистов, в частности в НП «Совет рынка», сложно недооценить.

Более глубокое искажение конкурентной среды происходит ввиду того, что статус ГП автоматически присваивается организации, которая и без того обладает возможностью создавать препятствия входу на рынок новых участников. Данный же компонент реформы предоставляет таким организациям дополнительные возможности для создания препятствий для входа на рынок другим игрокам. Именно поэтому данные изменения в законодательстве подробно рассматриваются в качестве экзогенного регулирующего влияния на конкурентную среду, которое подлежит адекватной оценке в рамках исследования.

Резюмируя вышесказанное, можно сказать, что основной целью исследования является комплексная оценка влияния института гарантирующих поставщиков электроэнергии на конкуренцию на оптовом рынке электроэнергии и мощности. В рамках данной цели поставлена задача - провести анализ влияния на конкуренцию на ОРЭМ постановления правительства (от 30 декабря 2012 г. N 1482 г.), как некоторого экзогенного фактора.

Таким образом:

1. Объектом исследования является оптовый рынок электроэнергии и мощности в России.

2. Предметом исследования является влияние на конкуренцию на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) возможности получения статуса ГП сетевыми компаниями.

3. Цель работы - провести разносторонний анализ и сделать оценку влияния возможности получения статуса ГП сетевыми компаниями на конкуренцию на ОРЭМ.

Методология решения включает в себя:

1. Оценка возможных эффектов законодательства о ГП на основе теории и международного опыта реформы дерегулирования в секторе электроэнергетики.

2. Анализ судебной практики, как источник данных об ограничении конкуренции со стороны ГП.

3. Оценку влияния на конкуренцию посредством моделирования с помощью регрессионного анализа данных по нерегулируемым оптовым ценам на электроэнергию по двум регионам (опытном и контрольном, в рамках адаптации известной модели «difference-in-difference» к анализу рассматриваемой проблемы).

Работа структурирована следующим образом:

1. Первая глава посвящена детализированному рассмотрению предметной области, то есть обзору текущего состояния электроэнергетики в России (в том числе и в контексте масштабного реформирования энергетики 2002-2008 годах), и, в частности, оптовому рынку электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Предметно рассматривается статус гарантирующего поставщика (ГП), как ключевой его институт. На основании анализа ряда существующих трудов описано состояние конкуренции в отрасли и сформулированы предварительные оценки ряду законодательных изменений. Также глава содержит подробную постановку основной цели данного исследования, обоснование его актуальности и подробное описание методологии его проведения.

2. Во второй главе приводится выборочный анализ судебной практики, каждое из дел которой показательно с точки зрения искажения конкурентной среды, посредством как рассматриваемых изменений в законодательстве, так и фундаментальных проблем, которые происходят из институционального функционала ГП электроэнергии.

3. В третьей главе представлено эконометрическое исследование. Подобран метод моделирования для анализа влияния внесения изменений в законодательство на динамику розничных цен на электроэнергию в нерегулируемом ценовом сегменте ОРЭМ. Собраны данные по двум регионам (контрольная и опытная группы). Проведен регрессионный анализ этих данных в соответствии с подобранным методом. Приведена интерпретация полученных результатов.

4. В заключении сформулированы результаты исследования, посредством интеграции результатов различного вида анализа проблематики.

конкуренция рынок электроэнергия институциональный

Глава 1. ГАРАНТИРУЮЩИЕ ПОСТАВЩИКИ В СИСТЕМЕ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РОССИИ

1.1. Реформа энергетики (2002 - 2008 годов)

1.1.1 Предпосылки и концепция реформы

На протяжении почти всего 20-го века, в большинстве стран мира электроэнергетику можно было охарактеризовать, как естественно монопольную отрасль. Вертикальная интеграция функций генерации, распределения и сбыта электроэнергии в рамках одной монополии, с фиксируемыми государством ценами (тарифами), довольно длительное время обеспечивала потребности экономики. Однако рост цен на энергоносители, стремительный рост потребления электроэнергии выявил неспособность таких монополий эффективно реагировать на изменение конъюнктуры рынка. Необходимый прирост мощностей вкупе с удорожанием сырья сопровождался опережающим ростом издержек таких монополий, которые перекладывались в конечном счете на потребителей. Более того, ужесточение экологического законодательства во многих случаях приводило к необходимости дополнительной модернизации уже существующих мощностей. В итоге, растущая неэффективность естественных монополий в электроэнергетике привела к тому, что в большинстве крупных экономик мира начался процесс либерализации отрасли. Как результат, с 1990 по 2008 годы в большинстве стран с развитой электроэнергетикой создан конкурентный рынок.

Реформе электроэнергетики (2002-2008 годов) в России свойственны сравнительная запоздалость (отчасти обусловленная резким падением спроса на электроэнергию в течение периода постсоциалистической рецессии в 1990-е годы), быстрые темпы изменений и их радикальность. Предпосылки реализации реформы были заложены в Указе Президента России «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» от 28 апреля 1997 года № 426. В рамках него предполагалась реформирование сразу четырех сфер: электроэнергетики, железнодорожного транспорта, связи и газовой отрасли. Указ подразумевал выделение конкурентных видов деятельности и естественно монопольных. В первых участие государства планировалось нивелировать, во вторых же, наоборот, его нарастить и усилить регулирование. Наиболее детально проработана была концепция реформирования электроэнергетики, которая и была во многом воплощена в жизнь.

По состоянию на начало реформы российская электроэнергетическая отрасль состояла из ОАО «РАО «ЕЭС России» (созданного в 1992 году, на основании указа Президента РФ № 923), государственного концерна ОАО «Концерна Росэнергоатом», на балансе которого находились вся атомная генерация, и ряда не вошедших в 1992 году в состав РАО «ЕЭС» региональных энергосистем. РАО «ЕЭС России» совмещало деятельность по генерации и передаче электрической энергии, деятельность по оперативно-диспетчерскому управлению с деятельностью по сбыту ее конечным потребителям, а цены на ее услуги устанавливались Федеральной службой по тарифам. На долю РАО «ЕЭС» к моменту ликвидации, предусмотренной в рамках реформы, приходилось более 70 процентов генерации и более 95 процентов распределения электроэнергии в России. Основным структурным элементом компании являлось региональное АО-энерго. Таких организаций было 73, и они управляли всеми генерирующими и сетевыми мощностями монополии. Каждое АО было локальными монополистом, и потребитель не мог сменить одно региональное АО на другое. Не смотря на то, что деятельность компании охватывала в том числе и сбыт, в структурах РАО «ЕЭС» не было специализированных служб продаж, которые целенаправленно бы занимались финансами. Ввиду того, что функционал компании был акцентирован на снабжение, а не на продажу, в компании ограничивались бухгалтерскими отчетами, сопровождавшими снабжение. Активно росло применение бартера, что являлось дополнительным коррупционным фактором. Собираемость средств была критически низкой (различные оценки свидетельствуют о том, что менее трети, не считая бартерные схемы и взаимозачеты). Колоссальные долги у дочерних структур РАО «ЕЭС» были перед поставщиками топлива и транспортными компаниями. В критической финансовой ситуации до минимума были сокращено финансирование амортизации капитала, а строительство новых мощностей и вовсе приостановлено. А вышеописанные факторы в виде роста стоимости энергоресурсов и спроса на электроэнергию приближали без того находящуюся в критической ситуации отрасль к полному коллапсу.

Игнорировать необходимость решительных институциональных преобразований становилось все рискованнее. Но отличие от большинства подобных реформ за рубежом, инициаторами реформирования в России стали не собственники монополии, не политическое руководство, а менеджмент самой монополии. И, более того, сопротивление проведению реформы было колоссальным на самых разных уровнях. Провести решение о старте реформы и ликвидации вертикальной интеграции в отрасли удалось лишь благодаря инициативной позиции менеджмента самой монополии и поддержке Правительства, и, в частности, Министерства экономического развития. Формальный старт реформе в 2001 году дало Постановление Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». Однако поскольку реформа прежде всего касалась непосредственно РАО «ЕЭС», детальный план реформирования самой компании в виде документа «Концепция стратегии РАО «ЕЭС России» на 2003-2008 годы» был принят лишь в 2003 году. 27 июня 2003 года правительство своим распоряжением № 865-р утвердило «План мероприятий по реформированию электроэнергетики на 2004-2005 годы», основывавшийся на концепции стратегии РАО «ЕЭС». Этим был положен конец длительному дискуссионному периоду выработки концепции реформы.

1.1.2 Основные шаги по реализации структурной реформы

Прежде чем приступать к введению принципиально новых институциональных правил, ввиду тяжелейшей ситуации в отрасли пришлось ввести антикризисное управление компанией. Прежде всего были созданы профильные сбытовые организации во всех подразделениях монополии. Был сменен менеджмент большинства структурных подразделений (сменено более 90% директоров), созданы новые стандарты и торговые процедуры. Удалось полностью отойти от неденежных форм расчета к 2000 году. Был наведен порядок в финансовых потоках внутри РАО. Осуществлен переход на ведение финансовой документации в соответствии со стандартами международной системы финансовой отчетности. В системе закупок посредством внедрения конкурсов поставщиков и новых регламентов существенно продвинулись к формированию прозрачных отношений. В 2002 году была создана информационно-аналитическая и торгово-операционная система («Рынок продукции, услуг и технологий для электроэнергетики - В2В-Energo»), через которую затем стали проводиться более половины операций. С помощью нее была исключена возможность ценового сговора (по проводимым операциям). Полностью была урегулирована задолженность РАО. За время введения антикризисного управления была увеличена как выработка электроэнергии, так и производительность труда. После достижения целей антикризисного управления можно было приступать к непосредственной институциональной реформе отрасли. Ключевым концептуальным элементом структурной реформы являлось разделение всех АО-энерго по характеру функционала: сетевая, генерирующая или сбытовая деятельности. Полностью были выведены непрофильные виды бизнеса. Затем началась горизонтальная консолидация профильного бизнеса по региональному признаку.

Из генерирующих активов были созданы:

1. Оптовые генерирующие компании (ОГК) объединили в себе крупные федеральные электростанции, расположенные в ряде различных регионов таким образом, чтобы в каждом регионе присутствовали мощности сразу нескольких ОГК. Состав ОГК был подобран с целью обеспечить всем таким компаниям сопоставимые стартовые условия для обеспечения конкуренции со стороны генерации на оптовом рынке. Всю выработанную энергию ОГК поставляют на оптовый рынок.

2. Территориальные генерирующие компании (ТГК) объединили в себе преимущественно небольшие электростанции, находящиеся в соседних регионах и производящие электроэнергию для потребителей в близлежащих регионах.

3. ГидроОГК объединила в себе все гидроэлектростанции (ГЭС). Контрольный пакет был сохранен в руках государства. Это обуславливалось характером издержек ГЭС, ввиду отсутствия затрат на сырье и наличия автоматических ценовых конкурентных преимуществ в связи с этим.

Из распределительных активов были на первом этапе сформированы:

1. Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) составлены из региональных распределительных сетей.

2. Магистральные сетевые компании (МСК) в состав которых вошли магистральные сети, объекты национальной электрической сети (в том числе межгосударственные линии электропередач), обслуживающие их подстанции и необходимое для их обслуживания техническое оборудование.

Позднее все МРСК были интегрированы в один холдинг, а МСК перешли под контроль Федеральная сетевой компании (ОАО «ФСК ЕЭС»). Затем, оба сетевых холдинга отошли под контроль холдинговой управляющей компании ОАО «Россети».

ОАО «Интер РАО ЕЭС» создано в 1997 году как ЗАО (позже преобразовано) для осуществления экспортно-импортных операций. В сферу деятельности компании входит производство и сбыт электрической и тепловой энергии, международная торговля электроэнергией, инжиниринг, проектирование и строительство энергетических объектов.

На базе Центрального диспетчерского управления и региональных диспетчерских управлений создан Системный оператор (ОАО «СО ЕЭС»). Системный оператор управляет всеми потоками электроэнергии в стране. Поскольку вся выработанная энергия должна быть потреблена в режиме реального времени, ОАО «СО ЕЭС» обеспечивает баланс производства и потребления в реальном времени, оперирует загрузкой электростанций и распределением электроэнергии между потребителями и зонами потребления. В ведение Системного оператора входит оперативное управление техническими режимами различных объектов, обеспечение соблюдения параметров надежности, расчет балансов, допустимых потоков мощности, задание диспетчерского графика нагрузок электростанций и сетей. Также, он согласовывает планы развития энергосистемы, планы ремонта сетей и электростанций. Он обеспечивает функционирование оптового и розничных рынков электроэнергии (мощности). Системный оператор находится под полным контролем государства, он тесно взаимодействует с органами государственной власти и саморегулируемыми организациями. Системный оператор управляет оперативной загрузкой всех электростанций технологическими и административными методами.

Для организации купли-продажи электрической энергии на оптовом рынке создан администратор торговой системы (АТС). Он определяет равновесную цену в каждом узле расчетной модели и объемы выработки электроэнергии на основании ценовых заявок по спросу и предложению, которые подают покупатели и продавцы. Благодаря этому, наибольшую загрузку получают генерирующие компании, которые производят самую дешевую электроэнергию. АТС функционирует в рамках некоммерческого партнерства «Совет рынка», который объединяет в себе, в качестве членов, субъекты ОРЭМ, розничного рынка электроэнергии (РРЭ) и иные организации, осуществляющие деятельность в области электроэнергетики. На партнерство, как на саморегулируемую организацию, возложена существенная часть регуляторных функций РАО. В их числе разработка договоров и регламентов функционирования рынка, ведение реестра его участников (включая право включения и исключения их из реестра), слежение за исполнением членами рыночных правил, досудебное урегулирование конфликтов между членами, подготовка предложений по изменению нормативно-правовой базы, контроль деятельности инфраструктурных компаний. Весь пакет акций АТС (непосредственного организатора торговли на оптовом рынке) принадлежит Совету рынка.

Энергосбытовые компании (ЭСК) не интегрировали в холдинги. Напротив, в каждом регионе, как правило, функционируют несколько ЭСК. Они являются продавцами на розничном рынке электроэнергии и покупателями на ОРЭМ. Цена складывается из цены, транслируемой с оптового рынка, и надбавки, которая рассчитывается по специальной формуле, включает стоимость услуг по передаче электроэнергии и сбытовую надбавку (за исключением поставки электроэнергии населению и приравненным к ним группам, поскольку она осуществляется по регулируемым государством тарифам). Формула расчета задается государственными регулирующими органами. Усиление конкуренции между ЭСК является одним из важнейших трендов, которые должна институционально обеспечить сама реформа.

Структурная реформа привела к ликвидации самой РАО «ЕЭС» за ненадобностью, а регулирующие функции (установление тарифов в естественно монопольных секторах и правила рыночного взаимодействия в конкурентных секторах, техническая политика) перешли в конечном счете к государству (в лице Министерства энергетики, Федеральной антимонопольной службы, тарифных органов) и саморегулируемым организациям (НП «Совет рынка»). Подготовка реформы также привела к росту капитализации РАО «ЕЭС» за десять лет более чем в четыре раза. Компания была ликвидирована, а взамен акций монополии их держатели получили набор из акций 23 энергокомпаний, появившихся на месте РАО. По различным оценкам, рыночная капитализация компаний, появившихся на месте монополии, на 40 процентов превышала стоимость самой РАО на момент ликвидации (Бойко Т.М., Губанов, 2010).

1.1.3 Основные шаги по формированию системы рынков

Ключевой частью реформы электроэнергетики стало формирование системы рынков, включающей оптовый и розничные рынки электроэнергии, рынок мощности, рынки системных и сервисных услуг и рынок производных финансовых инструментов. Работа по отладке работы этих рынков продолжается и дальше. Сложность такой отладки в основном связана с необходимостью формирования (и лоббирования) новой институциональной среды и нормативно-правовой базы, создания новых технологических и программных систем, повышения квалификации кадров. Но и сам характер технический отрасли подразумевает сложности. К примеру, невозможность запасания электроэнергии в достаточных в масштабе энергосистемы количествах налагает требование непрерывного потребления каждого произведенного киловатта в каждую секунду. Нарушение технологической целостности энергосистемы создает риск аварии. Более того, существуют территории на которых из-за природных факторов принято решение не запускать механизмы оптового рынка. Существует регионы, для которых необходима отдельная нормативная база.

Физическая изоляция энергосистем Европейской части России и Урала от энергосистемы Сибири обусловила формирование двух отдельных ценовых зон. Невозможность (с физической точки зрения) определить, кто произвёл электроэнергию, использованную тем или иным потребителем, и невозможность заранее точно оговорить объемы генерации и потребления электроэнергии обуславливают специфическое сегментирование ОРЭМ.

Рис. 1. Ценовые зоны оптового рынка

Важнейшим элементом формирующейся системы рынков является внедрение модели оптового рынка электроэнергии и мощности.

Структура рынка предполагает четыре сегмента:

1. Рынок долгосрочных двусторонних договоров (РДД), торговля в рамках которого осуществляется по свободным двусторонним договорам (участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки) и по регулируемым договорам (когда тарифы устанавливает Федеральная служба по тарифам).

2. Рынок на сутки вперед (РСВ). Электроэнергия продается по свободным (конкурентным) ценам, которые наряду с объемами определяются на каждый час суток, за сутки до реальной поставки электроэнергии, по результатам конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков и покупателей, проводимого АТС.

3. Балансирующий рынок. В рамках этого рынка реализуются отклонения от запланированных на сутки вперед объемах поставки.

4. Конкурентный рынок мощности стимулирует производителей вводить новые мощности и обеспечивает надежность и бесперебойность поставок.

Модель рынка предусматривала поэтапную либерализацию в виде сокращение доли электроэнергии, реализуемой по регулируемым договорам. Уже в 2011 году оптовая торговля всем объемом электроэнергии осуществлялась по свободным ценам (за исключением объема, поставляемого населению и приравненным к нему группам, но в планах и отход от этого регулирования).

Конкурентный отбор заявок состоит из трех этапов:

1. Получение АТС от системного оператора актуализированной расчётной модели энергосистемы.

2. Подача поставщиками ценовых заявок на каждый час операционных суток, с указанием цены, по которой он может продавать объём электроэнергии (с поправкой на технологическое ограничение по каждой группе точек поставки). Подача заявок покупателями с указанием готовности купить в группе точек поставки электроэнергию по цене и в объеме не выше указанных в заявке. Допускается подача ценопринимающих заявок поставщиками и покупателями, которые могут повысить вероятность того, что заявки будут приняты. АТС на основании полученных данных определяет для каждой ценовой зоны почасовые равновесные цены и объемы выработанной и потреблённой электроэнергии, формируя торговый график. Посредством того, что при проведении конкурентного отбора АТС включает в торговый график объёмы электроэнергии поставщиков, на которые в заявках указана наиболее низкая цена, и объёмы электроэнергии покупателей, на которые указана наиболее высокая цена, решается вопрос о выводе неконкурентных мощностей из рынка. Равновесная цена определяется максимальным ценовым предложением, в рамках которого заявленные объемы электроэнергии ещё востребованы рынком.

3. Передача АТС сформированного графика системному оператору.

Выработка и потребление объемов, не включенных в торговый график, может осуществляться на балансирующем рынке. Далее, были сформированы рынок системных услуг (основной заказчик и организатор - системный оператор), рынок ремонтных услуг и рынок производных финансовых инструментов (для управления ценовыми рисками в электроэнергетике). Одновременно с либерализацией ОРЭМ началась также либерализация РРЭ. Субъектами РРЭ являются потребители (без доступа на ОРЭМ), сети (в целях компенсации потерь), продавцы (сбытовые организации-субъекты ОРЭМ и мелкие электростанции, не имеющие доступа на ОРЭМ). Необходимо отметить особую роль института гарантирующего поставщика, который функционирует в каждом регионе в конкурентной среде, в которой действуют энергосбытовые организации (ЭСО). Гарантирующий поставщик обязан заключать договора с любым обратившимся к нему потребителем, если тот расположен в границах его зоны деятельности. Институт предусмотрен на случай, если покупателя не устраивает его поставщик электроэнергии. Гарантирующий поставщик предлагает одинаковые условия для всех потребителей. Цена у ГП формируется из регулируемой государством компоненты (сбытовая надбавка, стоимость обязательных услуг, к примеру, сетевых компаний) и цены приобретенной на ОРЭМ электроэнергии (она должна быть равна средней стоимости единицы электрической энергии, сложившейся на оптовом рынке за истекший месяц, публикуемой на сайте АТС).

1.1.4 Привлечение инвестиций в отрасль

Во второй половине 2000-х годов резко выросли темпы роста спроса на электроэнергию. Отчасти ввиду исчерпания резервов неиспользуемых ранее мощностей, это привело к дефициту электроэнергии, в первую очередь, в динамично развивавшихся регионах. Имели места случаи ограничения поставок электроэнергии потребителям. Ситуацию, сложившуюся в масштабах страны, хорошо иллюстрирует рисунок 1(так называемый «Крест Чубайса») пересечения кривых требуемой и действующей мощностей и мощности с истекшим сроком службы.

Рис. 2. Графики баланса установленной мощности (млн кВТ) и потребности в генерации

Анатолий Чубайс: «Энергетика оказалась именно сейчас в очень специфическом положении, когда экономика предъявляет энергетике новый колоссальный спрос. И масштаб этого спроса таков, что энергетика оказывается перед развилкой. Либо она будет в состоянии отреагировать на спрос - и если это произойдет, тогда и в самой энергетике должны произойти глубинные масштабные изменения (как результат - и в экономике в целом). Либо этого не произойдет, и энергетика на наших глазах превратится в масштабный мощный тормоз развития экономики.»

Для минимизации неопределенности для инвесторов, были разработаны и предложены следующие документы:

1. «Целевое видение развития российской электроэнергетики на период до 2030 года».

2. «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», содержащая научно обоснованный перечень площадок для строительства энергетических объектов. Данный документ повышает определенность в сфере прогнозирования как спроса, так и локаций различных значимых объектов. Данный документ был подготовлен в тесной координации с регионами и муниципальными образованиями, ввиду необходимости учета долгосрочных стратегий городского планирования и развития регионов.

3. Инвестиционные программы холдинга РАО «ЕЭС России» и компаний, образованных в результате его ликвидации.

По оценкам авторов реформы, на первом этапе (2008-2012 годы) предполагался взрывообразный рост инвестиций (более чем десятикратный, объём порядка 4.4 триллиона рублей). Эти показатели были достигнуты. На втором этапе планировался планомерный рост, соответствующий темпам роста спроса на электроэнергию. Централизованное планирование предполагается сохранить лишь в отношении инфраструктуры, гидрогенерации и атомной генерации. Развитие тепловой генерации (более половины объема выработки) предполагается на базе исключительно рыночных институтов.

Был реализован ряд мер для привлечения частных инвестиций в монопольный сектор. Отход от метода экономически обоснованных затрат в тарифообразовании и применение, взамен него, метода доходности инвестированного капитала (RAB) снижает неопределенность для инвесторов, ввиду того, что до перехода на RAB-метод параметры в формуле, используемой для определения тарифа, пересматривались ежегодно, в то время как при применении RAB-метода тарифы устанавливаются на 3-5 лет.

По словам Якова Уринсон (заместителя председателя правления РАО «ЕЭС России»), ФСК будет поддержку действующих сетей, а все новые присоединения будут осуществляться за счет денег инвесторов, поскольку ясно, что эти средства окупятся быстрее, чем деньги во всю систему. (Бойко, Губанов, 2010)

Однако частные инвестиции в достаточном объеме можно привлечь только лишь в случае приватизации региональных сетей, что на данный момент законодательно запрещено. Включение инвестиционной компоненты в тариф на передачу электроэнергии по региональным сетям также было решено не реализовывать ввиду того, что в этом случае за развитие распределительных сетей придется платить и тем потребителям, которые в этом напрямую не нуждаются, в том числе населению. К тому же, инвестиционная составляющая может увеличить тариф на передачу в несколько раз, а это чревато социальным напряжением.

Поэтому реальным остался все тот же источник инвестиций - плата за присоединение. Ее вносят предприятия, желающие стать новыми потребителями (подключиться к сетям), и предприятия, увеличивающие потребление электроэнергии (что требует подвода дополнительных линий). Однако механизм определения величины такой платы недостаточно прозрачен, что создает предпосылки для злоупортеблений. Но, главное, данный способ привлечения инвестиций сам по себе является серьезным финансовым барьером для открытия нового (расширения существующего) бизнеса. А значит, этот фактор существенно сдерживает инвестиционную привлекательность страны в целом и рост экономики.

Так что важнейшим успешным краткосрочным результатом реформы стало привлечение масштабных (в том числе частных) инвестиций в конкурентный сектор. При этом привлечение частных инвестиций через приватизацию в данном случае не означало шоковый скачок цен.

Яков Уринсон: «В цену обычно закладываются проценты по привлеченным кредитным средствам, а „тело“ кредита покрывают деньги, заработанные инвестором на продаже энергии и мощности, выработанной вновь вводимыми электростанциями. Российских потребителей ожидает некоторый рост тарифов. Но о том, что цены на электроэнергию вырастут в разы, не может быть и речи. Пик придется на 2011-2012 годы. Когда заработают конкурентные механизмы, начнется обратное движение. Генерирующие компании будут вынуждены сокращать свои издержки, чтобы не потерять рынок». [4]

Более того, наблюдавшийся после реформы рост цен на электроэнергию во многом был обусловлен удорожанием сырья, что никак не связано с внедренными рыночными механизмами. Однако, несмотря на то, что приватизация генерирующих активов стала важнейшим успешным результатом реформы, ситуация с конкуренцией между генерирующими компаниями все еще несет в себе определенные риски. Несмотря на то, что законодательно запрещено совместное владение генерирующими и сетевыми активами, ОАО «Газпром», один из крупнейших инвесторов в генерацию с заметной долей рынка, будучи также крупнейшим производителем сырья для тепловой генерации и монополистом в сфере его транспортировки, сохраняет возможность манипуляции ценами на сырье для генерирующих компаний. С учетом того, что цена на сырье за период реформирования отрасли нарастила долю в себестоимости электроэнергии, этот фактор накладывает значительную ответственность на регулирующие органы. Таким образом, консолидация активов в отрасли при эффективном функционировании антимонопольных органов сама по себе не несет угрозы конкуренции. И, ввиду приватизации существенной части генерирующих активов, в долгосрочном периоде можно ожидать позитивных изменений в вопросах производительности труда, которая пока остается в числе слабых сторон российской электроэнергетики.

Среди механизмов привлечения частных инвестиций стоит отметить:

1. Дополнительный выпуск акций (IPO) генерирующих компаний в пользу частных инвесторов. Отличие этого основного механизма привлечения инвестиций от обычной приватизации состоит в том, что привлеченные средства направляются не государству, а приватизируемой компании, с условием, что они будут направлены на строительство новых энергетических объектов, в соответствии с инвестиционной программой. Данный механизм оправдан, в том числе, и ввиду низкой рентабельности (чуть выше инфляции) в отрасли, которую нужно было компенсировать для привлечения инвестора. С учетом прогнозируемого выполнения инвестиционной программы и качественно нового характера функционирования постреформенной отрасли, государство и компенсирует отсутствие прямых финансовых доходов от такого рода IPO.

2. Хеджирование рисков отказа энергокомпаний от инвестиционных программ, посредством подписания между приватизируемой компанией и АТС договора о предоставлении мощности на оптовый рынок, в рамках которого предусмотрена финансовая ответственность за невыполнение планов введения новых мощностей. Стоит также отметить, что авторы реформы предусмотрели в договоре поставки мощности, заключаемом с инвестором, норму, согласно которой пересмотр государством графика либерализации рынка электроэнергии рассматривается как форс-мажор, снимающий с инвестора обязательства по строительству и вводу новых мощностей.

3. Механизм гарантирования инвестиций (МГИ), заключающийся в предоставлении системным оператором гарантии, виде обязательства по оплате услуги по формированию резерва мощностей.

4. Прямые частные инвестиции в локальные проекты.

Поскольку источники инвестиций для монопольных сетей были преимущественно государственными, то в монопольном секторе были предусмотрены следующие источники финансирования (в основном для создания и поддержания сетевой инфраструктуры, порядка 1 триллиона рублей на первом этапе):

1. Дополнительная эмиссия акций в пользу государства.

2. Плата за техническое присоединение к сетям, которая в России является одной из наиболее высоких в мире, а также важнейшим сдерживающим развитие конкуренции фактором.

3. Средства от продажи активов.

4. Займы и кредиты.

5. Поступления из федерального бюджета.

6. Собственные средства.

В столь масштабной реформе, которая состоит в комплексе институциональных изменений, в каждом из которых важен каждый компонент, многие, на первый взгляд, частные несовершенства могут стать существенным препятствием на пути либерализации и развития конкуренции в отрасли.

1.2 Проблематика в реформированной отрасли

1.2.1 Перекрестное субсидирование

Поскольку сбытовые компании вынуждены продавать электроэнергию населению не по справедливой рыночной цене, а по более низкому тарифу (может отличаться более чем в два раза), установленному региональными властями, то им приходится завышать цену электроэнергии для предприятий. Как результат, промышленность ежегодно оплачивает примерно четверть электроэнергии, потребляемой населением. В этом и заключается практика перекрестного субсидирования. Отсюда и дисбаланс между конкурентным оптовым рынком и РРЭ, где объективное ценообразование практически искажено. Более того, поскольку рыночное преимущество могут получить ЭСО, не привязанные к поставке электроэнергии населению (не ГП), на региональном и федеральном уровнях существенно затруднен доступ на рынок альтернативных гарантирующим поставщикам сбытовых компаний. Последствия таких ограничений на конкуренцию на ОРЭМ и анализируются в данной работе. То есть, искажение на РРЭ переноса конкурентных оптовых цен в розничные влечет за собой проблемы, реализованные решения которых искажают конкуренцию уже на ОРЭМ. Ко всему прочему, отсутствие полноценных рыночных механизмов приводит к системным конфликтам между распределительными и сбытовыми компаниями.

Анатолий Чубайс: «Становление розничного рынка идет сложно. Гарантирующий поставщик выталкивает независимые сбытовые компании, не давая им подступиться к потребителям, возникают конфликты между распределительными сетями, а главное - установлению равновесия мешает нерешенная проблема перекрестного субсидирования». [4]

Возможные методы полного устранения проблемы перекрестного субсидирования:

1. Увеличение тарифов для населения до экономически обоснованных величин, что означало бы более чем двукратный одномоментный рост тарифа.

2. Переложение нагрузки перекрестного субсидирования на бюджет.

Ни одна из этих мер в полной мере не выполнена, хотя тарифы все же растут с опережением нерегулируемых цен.

1.2.2 Затрудненный доступ к сетям

Государственный контроль остался доминирующим в инфраструктурных компаниях. Это был задумано в целях как пресечения угрозы потери управляемости отрасли, так и технологической целостности энергосистемы страны. Однако, недостаточная развитость сетей, их износ (более 70%) обуславливает необходимость инвестиций. Вопрос о том, необходим ли контроль государства над инфраструктурными активами, напрямую связан с возможностью регулирующих органов справляться с вышеупомянутыми рисками, в случае приватизации таких активов. Что исключительно есть вопрос качества оперативного регулирования, в особенности, действий ФАС.

Потенциальный приход частных инвесторов в этот сегмент отрасли может помочь сдвинуться в развитии сразу по нескольким направлениям. Конкретнее, это может дать начало решению вопроса по амортизации износа сетей за счет частных инвестиций, улучшить качество оперативного управления, за счет чего могут быть сокращены потери электроэнергии в сетях, повышена производительность труда, а также улучшена ситуация с одной из серьезнейших проблем в современной электроэнергетике России - затрудненности присоединения к электрическим сетям. Чтобы продемонстрировать масштаб проблемы, достаточно сказать, что наряду со сложностью получения разрешения на строительство и доступностью выхода на внешние рынки, затрудненность доступа к сетям существенно сдерживает продвижение России в таких авторитетных рейтингах, отражающих деловой климат в стране, как Doing Business. Россия занимает по параметру затрудненности доступа к сетям 143 место, причем с отрицательной динамикой движения в рейтинге.

1.2.3 Проблема банкротства ЭСО

Рис. 3. Объём задолженности на ОРЭМ (тыс. рублей)

Переход к конкурентной модели рынков естественным образом влечет за собой и сугубо рыночные проблемы. В частности, проблему банкротств сбытовых компаний. В электроэнергетике эта проблема несет в себе существенные социальные и экономические риски. Неэффективная сбытовая компания может снабжать как население, так и социально значимые организации (к примеру, градообразующие предприятия и др.). Накопление долгов перед генерирующими компаниями влечет за собой риски отказа генератора от поставок электроэнергии такой ЭСО, которая, тем не менее, аккумулирует платежи от конечных потребителей. Может возникнуть ситуация, когда население и предприятия (пусть даже оплатив счета) окажутся без электроэнергии. Естественным решением такой проблемы могло бы быть создание региональных хеджирующих фондов, пополнение которых закладывалось бы в тариф, устанавливаемый региональными органами власти. Этот фонд позволял бы восполнить прерванные финансовые потоки генератору. В таком случае обеспечение бесперебойности поставок происходило бы за счет уведомления генерирующей компанией АТС о невыплате долга перед ней ЭСО, автоматически задействовался бы хедж-фонд (его представители заключали бы временный договор с другой ЭСО), и АТС в реальном времени вносил бы коррективы в расчетную модель и передавал информацию системному оператору. ЭСО, соответственно, проходила бы процедуру банкротства. Для предупреждения подобных ситуаций возможно применение мониторинга состояния ЭСО на региональном уровне. Однако авторы реформы решили пойти по другому пути и предусмотрели институт гарантирующих поставщиков, к которым любой потребитель всегда может обратиться и закупить электроэнергию по единой для всех потенциальных клиентов цене. Обязательство организации, имеющей статус ГП, удовлетворять любые такие обращения, компенсируется определенными различиями в условиях доступа и участия в торговой системе оптового рынка. Если не рассматривать характер ценообразования для ГП (регулятор гарантирует ему сбытовую надбавку), то основным различием является требование о необходимости соответствия сбытовой организацией без статуса ГП (далее ЭСО) определенным количественным характеристикам в каждой используемой ГТП. В соответствии с пунктом 24 правил оптового рынка ГТП ГП и ГТП ЭСО имеют различные принципы формирования. ГТП ГП определяются исходя из границ зон деятельности ГП, в то время как ГТП ЭСО должны располагаться на границе балансовой принадлежности потребителей. Для целей согласования ГТП ГП не предоставляются документы, на основании которых устанавливается соответствие организации указанным количественным характеристикам, и копии договоров энергоснабжения. Укрупненная группа точек поставки позволяет ГП не оплачивать отклонения на оптовом рынке за счет сальдирования отклонений конечных потребителей. С независимой ЭСО такая плата взимается за каждое отклонение конечного потребителя, а, стало быть, укрупненная ГТП ГП формирует иной характер цены для конечного потребителя, чем ГТП ЭСО (для справедливости, нужно заметить, что меры по устранению данного различия в условиях функционирования уже разработаны в ФАС и согласованы в Минэкономразвития). Далее, сроки выполнения требования об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности независимые ЭСО обязаны выполнить для получения статуса субъекта рынка (то есть до начала процедуры регистрации новой ГТП), а имеющие статус ГП - в течение 6 месяцев после присвоения статуса ГП. Сроки возникновения права на участие в торговле электроэнергией на оптовом рынке у ЭСО наступает с 1-го числа первого месяца очередного квартала, в то время как у ГП - с даты присвоения статуса ГП.

Следует отметить различие в требованиях по оплате услуг по передаче электроэнергии. ГП оплачивают услуги до 15-го числа месяца, следующего за расчетным. Другие ЭСО оплачивают половину стоимости услуг по передаче электроэнергии на условиях предоплаты.

Однако, исходя из анализа юридической практики, наиболее конфликтным полномочием у ГП является фактическая необходимость согласования с ГП (в соответствии с регламентом допуска к торговой системе оптового рынка) перечня средств измерений (ПСИ) для целей коммерческого учета по точкам поставки, независимой ЭСО, желающей выйти на оптовый рынок. Это единственный рычаг потенциального влияния ГП на непосредственную возможность доступа независимых ЭСО к оптовому рынку, поскольку отсутствие согласования может повлечь отказ в доступе к услугам АТС и в получении статуса субъекта ОРЭМ. Тем не менее, данный барьер носит лишь временной характер, поскольку у независимого ЭСО всегда есть возможность добиться признания перечня согласованным, через обращение в конфликтную комиссию при НП «Совет рынка».

Но даже при своих недостатках, придание статуса ГП ЭСО еще не обеспечивает гарантию от банкротства для такой организации. Таким образом, встает вопрос о переходе статуса ГП в случае долговых проблем у ГП. Постановление правительства от 30 декабря 2012 г. N 1482 г. предусматривает решение этой проблемы посредством временного возложения функционала ГП на дочернюю структуру холдинга МРСК. Анализ последствий такой меры хеджирования рисков является одним из ключевых в данном исследовании.

1.2.4 Возложение функционала ГП на сетевые организации

Совмещение предпосылки для доминирования в виде контроля над инфраструктурой с привилегиями статуса ГП, естественным образом, создает риск возникновения ситуации, при которой, при либерализации тарифов, фактически сохраняется монополия на сбыт (просто вместо АО-энерго монополия представлена сетевой компанией, выполняющей функции ГП).

Сам факт контроля над инфраструктурой создает механизмы препятствия к доступу к распределительным сетям. Важнейшим и наиболее распространенным из них является уклонение от составления документов о технологическом присоединении энергопринимающих устройств, необходимых для заключения договора энергоснабжения. Как следствие может последовать прямой отказ в подаче напряжения или требование получения нового допуска к покупке в конкретной точке поставки после осуществления технологического подключения. Получение статуса ГП распределительной компанией и выход ее на ОРЭМ может мотивировать ее использовать вышеописанный механизм для ограничения конкуренции. Негативный эффект для конкуренции возрастает, если такая организация осуществляет поставки по регулируемым тарифам, да ещё и неотключаемым покупателям (населению и приравненным к нему группам).

Что касается ценовой реакции на решение о временном возложении функций ГП на распределительную компанию, то, согласно данным автоматизированной информационной системы НП "Совет рынка", резкого скачка (повышения) цен на ОРЭМ не наблюдалось, как по ГТП ГП, так и по ГТП всех потребителей с начала 2013 года. Тем не менее, в данном исследовании, последствия отдельных действий регулятора, касающиеся изменения цен на локальных рынках, были проанализированы в третьей главе с помощью эконометрических методов.

Комплексно, проблема анализа возникновения вертикальной интеграции в электроэнергетике в ряде работ базируется на понятии степени специфичности актива, которая определяется исходя из месторасположения активов, характера технологий и специфики человеческого капитала. В рамках данного подхода вырабатывается тезис о том, что чем специфичнее активы в отрасли, тем более вероятно в ней возникновение вертикальной интеграции. Как более вероятно оно там, где сложнее оценивать результаты деятельности лиц, занимающихся сбытом. Специфичность основных фондов и высокая частота трансакций приводят к необходимости обсуждения непрерывного потока сделок, влекут за собой рост трансакционных издержек и рисков злоупотребления рыночной властью. Распространение вертикальной интеграции в энергетике (Joscow, 1988), как и в алюминиевой промышленности (Stuckey, 1983), обуславливается специфичностью материальных активов и местоположения. Процесс отхода от вертикальной интеграции в электроэнергетической отрасли после реформы застопорился, а местами даже наблюдается обратная тенденция. Этому способствует ряд факторов. Среди них, помимо частоты трансакций, специфичности и неопределенности, которым было уделено значительное внимание при разработке реформы, так что они были по большей части скомпенсированы внедрением качественных саморегулирующихся институтов, предварительным подписанием долгосрочных договоров (ДПМ) или составлением авторитетных документов о долгосрочных намерениях ключевых агентов, наблюдаются и те, которым регуляторам приходится активно противостоять.